中國儲能網(wǎng)訊：APRICUM公司（成立于2008年，致力于清潔能源領(lǐng)域的咨詢）通過一些簡單的“反向工程”研究了美國最近的低成本光儲PPAs是如何實(shí)現(xiàn)的，從而提供了另一個儲能競爭力的例子以及儲能與可再生能源組合的新市場機(jī)會的出現(xiàn)。
在過去幾年里，美國各地宣布建設(shè)的一系列可再生能源+儲能項目成為新聞頭條，而由于涉及的PPAs極低，引起了人們的廣泛關(guān)注。從2015年夏威夷KIUC 簽署的139美元/MWh PPA開始，到2017年亞利桑那州圖森電力公司簽署的45美元/MWh PPA，這一價格一跌再跌。直到去年，加州的Eland光儲項目以40美元/MWh的價格創(chuàng)造了新的PPA低價記錄。
與傳統(tǒng)調(diào)峰機(jī)組200美元/MWh的發(fā)電成本相比，光儲項目的PPA無疑顯得更引人注目。根據(jù)能源經(jīng)濟(jì)與金融分析研究所(IEEFA)的報告，大約有40個這樣的光儲項目已經(jīng)在美國運(yùn)行，包含533MW的儲能和1242MW的太陽能發(fā)電系統(tǒng)，大部分項目分布在加利福尼亞州、夏威夷州和佛羅里達(dá)州。
為了了解儲能對于光儲項目快速發(fā)展這一趨勢的貢獻(xiàn)，我們需要將光儲混合系統(tǒng)的PPA分解成太陽能發(fā)電和儲能部分。以前面提到的加州Eland光儲項目為例，其中未配備儲能的項目的PPA將達(dá)到20美元/MWh(基本價格)，儲能系統(tǒng)則“增加”了20美元/MWh，導(dǎo)致所有交付的MWhsPPA為40美元/MWh。雖然這個水平的PVLCOE已經(jīng)不再是什么大新聞，但是20美元/MWh的儲能價格似乎低得荒謬。考慮到LCOS(儲能的平準(zhǔn)化成本)在未來幾年很可能都保持在100美元/MWh以上，不禁會讓人疑惑Eland光儲項目中20美元/MWh的儲能價格是如何做到的。
加州Eland光儲項目，包括400MW的光伏(AC)和300MW / 1200 MWh的儲能，本文將通過“反向工程”的方法，通過這個項目來研究儲能系統(tǒng)的實(shí)際補(bǔ)償。
PPA中儲能所提供的補(bǔ)償不應(yīng)與其LCOS進(jìn)行比較，這一點(diǎn)非常重要，因為它并不等于儲能所提供能量的實(shí)際補(bǔ)償。為將儲能所提供的補(bǔ)償與儲能成本聯(lián)系起來，我們需要“反向工程”來研究每個MWh的補(bǔ)償，即儲能系統(tǒng)放電所提供的每MWh費(fèi)用是多少。我們將通過五個步驟來完成。
首先，我們需要考慮的是，儲能所提供的補(bǔ)償是由項目交付的所有MWhs支付的，而不僅僅是儲能系統(tǒng)釋放的MWhs。以Eland項目的一個樣本日為例，從儲能系統(tǒng)釋放的電量為(1200MWh[1])，明顯小于光儲系統(tǒng)釋放的總電量(4700MWh[2])，即該項目實(shí)際獲得補(bǔ)償?shù)目傠娏俊Q句話說，1 MWh儲能補(bǔ)償重新分配在了Eland項目提供的多個MWh上，在本例中為3.9MWh。因此，總能量補(bǔ)償與從儲能系統(tǒng)排放的能量補(bǔ)償之比為3.9，因此，配套儲能系統(tǒng)后，每MWh儲能系統(tǒng)的補(bǔ)償應(yīng)為20美元/MWh* 3.9 = 78美元/MWh。
其次，我們必須加上20美元/MWh的“基本”價格，因為從儲能系統(tǒng)釋放的能量也將獲得太陽能組件的PPA價格。這意味著從儲能系統(tǒng)中每釋放一個MWh的實(shí)際補(bǔ)償為98美元/千瓦時。
然后，再推導(dǎo)儲能的初始資本支出。但是，儲能系統(tǒng)資本支出的基本假設(shè)是什么呢?為了推導(dǎo)出這些，我們現(xiàn)在假設(shè)從儲能系統(tǒng)釋放的每一個MWh的補(bǔ)償在一個假設(shè)的貼現(xiàn)率下等于LCOS。假設(shè)貼現(xiàn)率為6%，推算出儲能系統(tǒng)的資本支出約為217USD/kWhcap。
第四步，需要考慮投資稅收抵免(ITC)的部分，以計入任何對投資成本的補(bǔ)貼。在美國，ITC最初是對太陽能的一項財政激勵措施，但它也適用于存儲光伏電站所發(fā)電量的儲能系統(tǒng)。8minuteSolar Energy在2019年開始為Eland光儲項目建設(shè)了一個變電站，所以它仍可以獲得30%的ITC(2020年，補(bǔ)貼比例將退坡至26%)，這大大降低了儲能系統(tǒng)的有效資本支出?？紤]到這一激勵因素，項目最終的資本支出為310美元/kWhcap。
雖然對于已安裝的電池儲能系統(tǒng)來說，這仍然是一個非常低的價格，但必須承認(rèn)的是，該電站計劃到2023年才能投入運(yùn)行——這是我們利用“反向工程”研究的第五個也是最后一個步驟。在這個時間框架內(nèi)，我們看到310美元/kWhcap的價格是在該行業(yè)雖然激進(jìn)但很現(xiàn)實(shí)的報價范圍內(nèi)。
下圖總結(jié)了綜合上述所有因素，計算了光儲電站儲能系統(tǒng)的實(shí)際補(bǔ)償和資本支出。
雖然20美元/MWh的儲能價格不應(yīng)與LCOS對比，也不應(yīng)與更高的實(shí)際補(bǔ)償相混淆，但我們的反向工程研究表明，一個非常低的光儲項目PPAs實(shí)際上在今天是可以實(shí)現(xiàn)的。但需要一定的先決條件，要具備良好的可再生能源條件，電廠的總能源產(chǎn)出與儲能容量之間的比例足夠高，地方政府的鼓勵政策(當(dāng)前)，以及儲能系統(tǒng)成本的持續(xù)下降。尤其后者將有助于為“可再生能源+儲能”項目開拓更多的市場機(jī)會。最終，那些光照輻射弱、政府支持力度小、需要更長放電時長去替代傳統(tǒng)化石燃料發(fā)電的地區(qū)也會這樣去做。
儲能的新市場機(jī)會剛剛開始出現(xiàn)，將來會更加值得期待。
[1] 我們假設(shè)儲能系統(tǒng)每天都進(jìn)行充放電，因為光儲電站的設(shè)計目的就是將白天的太陽能發(fā)電轉(zhuǎn)移到下午/晚上用。
[2] 數(shù)據(jù)來源于LADWP與8minuteSolar Energy于2019年8月8日簽訂的協(xié)議。我們假設(shè)這個值是通過一個高逆變器負(fù)載率(例如~1.7，685MWDC的太陽能發(fā)電系統(tǒng)，配備了400 MWAC的光伏逆變器)，良好的太陽能資源(莫哈韋沙漠的單軸雙面跟蹤光伏電池板利用率為30%)以及一個15%的雙向存儲效率來實(shí)現(xiàn)的。我們假設(shè)由于儲能系統(tǒng)的存在，總共685MWDC的太陽能發(fā)電系統(tǒng)所發(fā)出的電量都可以被利用。
